智能變電站繼電保護通信系統(tǒng)的可靠性與實時性

趙 璐, 王 沁, 紀 元, 高 博, 高 亮

(1.上海電力學院 電氣工程學院, 上海 200090; 2.國網(wǎng)上海市電力公司 浦東供電公司, 上海 200122;3.安徽電力科學研究院 電網(wǎng)技術中心, 安徽 合肥 230601)

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智能變電站繼電保護通信系統(tǒng)的可靠性與實時性

趙 璐1, 王 沁2, 紀 元2, 高 博3, 高 亮1

(1.上海電力學院 電氣工程學院, 上海 200090; 2.國網(wǎng)上海市電力公司 浦東供電公司, 上海 200122;3.安徽電力科學研究院 電網(wǎng)技術中心, 安徽 合肥 230601)

以IEC 61850中的D2-2型變電站為例,針對幾種典型的繼電保護通信系統(tǒng)結構,通過不交化最小路集法,計算并分析系統(tǒng)的可靠性,篩選出同時兼顧可靠性和經(jīng)濟型的二次系統(tǒng)配置方案,并運用Optimized Network Engineer tools(OPNET)仿真軟件,結合繼電保護相關信息流的特點,應用IEEE 802.1Q優(yōu)先級標簽和劃分本地虛擬局域網(wǎng)(Virtual Local Area Network,VLAN)技術對D2-2型變電站進行仿真,得出了不同繼電保護通信系統(tǒng)結構下影響保護實時性的主要因素,并針對智能變電站的保護控制系統(tǒng)配置提出了建議.

智能變電站; 繼電保護; 實時性; 可靠性

相對于傳統(tǒng)變電站,智能變電站的本質(zhì)變化在于過程層一次設備的智能化和信息傳輸?shù)木W(wǎng)絡化.由于繼電保護相關信息的采集、保護與控制命令的下發(fā)均通過通信網(wǎng)絡以網(wǎng)絡報文的形式完成,使得智能變電站的繼電保護系統(tǒng)在很大程度上依賴于通信網(wǎng)絡,因此通信網(wǎng)絡的結構和性能會直接影響繼電保護的可靠性和實時性.

繼電保護通信網(wǎng)絡的可靠性和實時性是不可分割的整體.如果單獨對實時性展開研究,則作為研究對象的二次系統(tǒng)建模缺乏依據(jù),僅僅是對一個拓撲及配置已成型的通信網(wǎng)絡進行分析,無法全面考慮到實際工程中面臨的問題,也無法建立一個完備且貼近實際的智能變電站繼電保護通信網(wǎng)絡.本文通過對繼電保護通信系統(tǒng)展開可靠性分析,確定其配置方案,并在此基礎上進行實時性仿真與分析.

1 可靠性計算與分析

智能變電站的“繼電保護通信系統(tǒng)”,是指電力系統(tǒng)主設備互感器、斷路器等及其相關的保護、測控、交換機等二次設備構成的通信系統(tǒng)[1].智能變電站中,繼電保護功能的可靠實現(xiàn)要依賴該系統(tǒng)的每個元件及其組成的系統(tǒng)結構.

1.1 繼電保護通信系統(tǒng)結構

智能變電站中繼電保護功能實現(xiàn)如下:非常規(guī)互感器將一次系統(tǒng)的電壓和電流轉換為低電平數(shù)字采樣值信號,多路低電平采樣值匯集至合并單元,通過高速以太網(wǎng)構成的數(shù)據(jù)采集及傳輸系統(tǒng)上傳至間隔層的保護和測控裝置.因此,繼電保護相關的IED包括:合并單元(MU)、繼電保護與測量控制裝置(P&C)、過程總線交換機(SW),這些裝置分別對應于實時信息采集系統(tǒng)、保護與控制系統(tǒng)、通信系統(tǒng),各裝置通過網(wǎng)絡介質(zhì)(Ethernet Media,EM)相連.

針對智能變電站間隔單元,圖1給出了6種典型繼電保護系統(tǒng)裝置冗余結構圖.圖1a為具有冗余的保護測控裝置;圖1b為具有冗余的交換機;圖1c為具有冗余的合并單元和交換機,可在過程層實現(xiàn)信息的交叉?zhèn)溆?圖1d類似于常規(guī)保護系統(tǒng),采用雙重化配置,兩套保護系統(tǒng)彼此獨立;圖1e和圖1f分別為基于并行冗余協(xié)議(Parallel Redundancy Protocol,PRP)的雙星型和雙環(huán)型結構,其特點在于裝置通過自身的雙以太網(wǎng)控制器和雙網(wǎng)絡端口連接至兩個互為冗余的以太網(wǎng),這兩個網(wǎng)絡可采用互相獨立的任意網(wǎng)絡結構,并可使用通用交換機完成本間隔內(nèi)過程層一次信息的上傳,同時向智能一次設備發(fā)送間隔層保護測控單元的命令.

圖1 單間隔冗余配置結構示意

1.2 可靠性指標及計算步驟

在進行系統(tǒng)可靠性評估時,可將任何一個復雜“系統(tǒng)”分解成多個元件以并聯(lián)方式或串聯(lián)方式組成的網(wǎng)絡.假設所研究的系統(tǒng)S由多個元件組成,其系統(tǒng)或元件的故障率為λ,修復率為μ,均為已知量,繼電保護通信網(wǎng)絡的常用可靠性指標如下.

(1) 平均無故障運行時間(tMTTF),是指元件或系統(tǒng)出現(xiàn)故障前正常運行的平均期望時間,即:

(1)

(2) 平均修復時間(tMTTR),是指修復元件或系統(tǒng)需要的時間,即:

(2)

(3) 可用度(As),用于衡量系統(tǒng)正常工作的穩(wěn)態(tài)概率,即:

(3)

(4) 故障頻率(fs),是指單位時間下系統(tǒng)平均故障的次數(shù),即:

(4)

(5) 系統(tǒng)可靠度函數(shù)R(t).

大量統(tǒng)計表明,電力系統(tǒng)元件或子系統(tǒng)的使用壽命和檢修時間均服從指數(shù)分布.常用指數(shù)函數(shù)Ri(t)表示系統(tǒng)內(nèi)第i個元件可靠性的概率函數(shù),其可靠度取決于該元件的故障率λi,即:

(5)

系統(tǒng)可靠性函數(shù)Rsys(t)是在元件可靠性基礎上,參照系統(tǒng)結構的邏輯關系而形成的,系統(tǒng)的可靠性函數(shù)和平均無故障運行時間滿足:

(6)

目前,電力系統(tǒng)可靠性計算大多采用最小路集法(minimal path sets)[2],如果在形成系統(tǒng)最小路集這一步驟后,增加對最小路集去交化的步驟,最終形成基于不交化最小路集的系統(tǒng)結構函數(shù)的方法稱為不交化最小路集法.本文采用二元決策圖法(Binary Decision Diagram,BDD)[3]求解系統(tǒng)的不交化最小路集.

1.3 可靠性計算

考慮到大量元件在去交化過程中生成較多的中間過程向量,導致計算量增加,可以按照串聯(lián)系統(tǒng)等效原則對系統(tǒng)拓撲做適當?shù)暮喕?即將串聯(lián)關系元件等效為一個元件,這種簡化對后續(xù)的可靠性指標計算沒有影響[4].

圖1中6種冗余配置的可靠性指標計算步驟相同,本文僅對最復雜的基于PRP雙環(huán)型冗余結構下的可靠性計算進行詳細說明.

系統(tǒng)f的可靠性框圖和串聯(lián)等效后的簡化可靠性框圖如圖2所示.

系統(tǒng)的最小路集為A,BF,EC,D,布爾函數(shù)f=A+BF+EC+D.經(jīng)BDD法去交化可得基于不交化路集的系統(tǒng)結構函數(shù)為:

圖2 結構f的可靠性框圖及其串聯(lián)簡化

為了便于比較,根據(jù)變電站中各二次元件的不同,假設元件平均無故障時間及平均故障率如表1所示[5],并假設所有元件的修復時間為24 h(即1/365 a).

表1 變電站元件可靠性參數(shù)

以表1為基礎,根據(jù)系統(tǒng)結構函數(shù),可得可靠性函數(shù)為:

(7)

同理可計算出圖1中6種間隔結構下的可靠性函數(shù),將可靠性函數(shù)代入式(6)即可求得系統(tǒng)的平均無故障運行時間,并可根據(jù)式(1)至式(4)進一步求出單間隔所有結構下的各項可靠性指標,結果如表2所示.

表2 各種間隔冗余結構下可靠性指標

在完成單間隔可靠性指標計算后,將單間隔等效為可靠性指標已知的元件BA(bay).圖3為變電站總線冗余配置示意.圖3a為單星型的變電站總線結構,每個間隔內(nèi)的IED通過本間隔交換機向站控層公共交換機發(fā)送數(shù)據(jù);圖3b為單環(huán)型的變電站總線結構,由本間隔內(nèi)交換機和站控層交換機相互連接形成閉環(huán),互為備用;圖3c為雙星型冗余的變電站總線結構,用于解決站控層交換機單重配置容易引發(fā)的系統(tǒng)可靠性薄弱問題;圖3d為雙環(huán)型冗余的變電站總線.根據(jù)圖3的變電站總線拓撲,可計算出整個變電站的可靠性指標.

圖3中,站控層的公共交換機(Station Switch,SSW)將各間隔內(nèi)部交換機和站控層設備連接,站控層人機交換接口(Human Machine Interface,HMI)完成就地監(jiān)控功能,同時數(shù)據(jù)按照符合IEC61850 90-2標準的形式流過與調(diào)度中心進行數(shù)據(jù)交換的網(wǎng)關(Gate Way,GW),完成遠動功能.

圖3 變電站總線冗余配置

表3 變電站繼電保護系統(tǒng)可靠性指標 h

1.4 可靠性分析

由表2的單間隔可靠性計算結果可以看出,從系統(tǒng)冗余的實現(xiàn)方法來看,基于PRP的網(wǎng)絡冗余e和f結構的可靠性明顯高于基于裝置冗余的a,b,c,d結構.從繼電保護裝置角度來看,保護雙重化配置下的d,e,f結構可靠性明顯高于保護單重配置的a,b,c結構.就雙重配置的繼電保護系統(tǒng)而言,基于PRP雙星型冗余拓撲(即結構e)具有兼顧經(jīng)濟性和可靠性的優(yōu)勢.

由表3可知,當間隔內(nèi)部配置相同時,4種變電站總線的可靠性為單星型<單環(huán)形<雙星型冗余<雙環(huán)形冗余.但當變電站總線為單星型網(wǎng)絡及全變電站內(nèi)的所有間隔結構均為a和b時,繼電保護冗余配置無法保證變電站運行的可靠性.

因此,在后續(xù)實時性分析和仿真中,單間隔選擇基于PRP雙星型冗余拓撲的配置方案,變電站總線采用單環(huán)形和雙星型拓撲.

2 實時性仿真

2.1 仿真對象

本文的變電站信息流分析和仿真均以IEC 61850-1中的D2-2型變電站為仿真對象,D2-2型變電站是典型的單母雙分段接線[6].包括2個變壓器間隔T1和T2,1個母線間隔BUS,6個出線間隔L1～L6,每個間隔數(shù)據(jù)流經(jīng)本間隔交換機上傳至站控層服務器及SCADA系統(tǒng).

2.2 節(jié)點模型

OPNET的仿真模型搭建分3層,分別為網(wǎng)絡模型、節(jié)點模型和過程模型.網(wǎng)絡模型描述變電站的拓撲結構,由節(jié)點和信道構成;節(jié)點模型描述節(jié)點行為,由互連模塊構成;過程模型實現(xiàn)節(jié)點模塊功能,每個狀態(tài)可由C/C++語言編程指定.

變電站智能IED節(jié)點根據(jù)其功能可分為5類,分別為MU節(jié)點、斷路器IGS節(jié)點、P&C節(jié)點、站控層控制節(jié)點、站控層服務器節(jié)點和交換機SW節(jié)點.仿真中的節(jié)點模型需嚴格遵循IEC 61850,用戶可配置采樣率、數(shù)據(jù)流開始時間、仿真停止時間、數(shù)據(jù)包大小、節(jié)點地址等參數(shù),并支持OPNET軟件的video conferencing服務和FTP服務,以模擬周期性數(shù)據(jù)、隨機性數(shù)據(jù)和突發(fā)性數(shù)據(jù).

(1) MU節(jié)點及IGS節(jié)點 對于時限要求較高的GOOSE報文和SMV信息的傳輸服務是從應用層到表示層,不經(jīng)過傳輸層和網(wǎng)絡層,經(jīng)抽象語法符號編碼后直接映射到數(shù)據(jù)鏈路層和物理層,以減少傳輸時間.過程層的MU節(jié)點和IGS節(jié)點分別用于上傳SMV信息和接收GOOSE報文,對實時性要求較高.根據(jù)這一特點,這兩類節(jié)點可采用ethernet_station_adv節(jié)點模型模擬.

(2) P&C節(jié)點及站控層控制節(jié)點 間隔層至變電站層的MMS報文、保護定值等報文完整地映射了OSI7層堆棧,P&C節(jié)點及站控層控制節(jié)點主要用于傳輸此類報文,因此采用OPNET中的ethernet_wkstn模型來模擬.這類發(fā)送接收節(jié)點映射過程包含TCP/IP協(xié)議.

(3) 站層服務器節(jié)點 站層服務器用于管理控制間隔層、過程層設備,并形成全站監(jiān)控、管理中心,或與遠方通信,可用ethernet_server模型來模擬其數(shù)據(jù)行為.

(4) SW節(jié)點 采用128端口的以太網(wǎng)交換機模擬,完成變電站內(nèi)各IED之間的信息交互,同時可用于配置VLAN等通信功能.

2.3 網(wǎng)絡模型

按間隔將D2-2型智能變電站劃分為9個子網(wǎng)(subnet),如圖4所示,它們通過光纖連接站級交換機.仿真中間隔內(nèi)二次裝置冗余配置均按照可靠性分析中基于PRP雙星型冗余拓撲的配置方案.

圖4 變電站OPNET網(wǎng)絡模型

2.4 業(yè)務流配置

結合上述各個節(jié)點及繼電保護信息流的特點,變電站正常運行下及故障發(fā)生后的信息流大致分為5類,并可通過OPNET的application和profile配置5種業(yè)務流[7-9].

(1) 周期性采樣信息SV MU按照周波80～256個點的頻率對電網(wǎng)運行數(shù)據(jù)進行采樣,綜合間隔內(nèi)12路電氣量數(shù)字信號.根據(jù)IEC 61850對采樣值的ethernet幀格式規(guī)定,SV報文長度為136 B.

(2) 周期性設備狀態(tài)信息STATE 周期性設備狀態(tài)信息以20 ms為周期,向站控層服務器上傳256 B的IGS及P&C設備狀態(tài)信息.

(3) 隨機性大型數(shù)據(jù)信息FILE 記錄、定值等大型數(shù)據(jù)文件通過FTP服務在指定時間開出數(shù)據(jù)流,其數(shù)據(jù)大小設為1 010 000 B.

(4) 保護出口信號TRIP 在故障跳閘命令或控制信息的驅使下,IGS節(jié)點接收來自P&C節(jié)點的16 B事故信息命令,控制數(shù)據(jù)頻率為250 Hz,事故報文平均到達間隔服從以0.004為參數(shù)的負指數(shù)分布.

(5) GOOSE報文 故障發(fā)生后,智能斷路器IGS需在接到跳閘命令后重發(fā)大小為230 B的GOOSE報文.可用ON/OFF模型模擬GOOSE數(shù)據(jù)流的行為[10].OFF狀態(tài)下服從λ=1/0.002=500的Poisson分布,ON狀態(tài)下服從位置參數(shù)α=1.1,形狀參數(shù)k=0.512的重尾分布.

2.5 網(wǎng)絡通信技術

以太網(wǎng)采用的是載波監(jiān)聽多路訪問/沖突檢測通信方法,在網(wǎng)絡流量劇增時,會導致出現(xiàn)數(shù)據(jù)沖突,使得較為重要的信息不能可靠傳輸.數(shù)據(jù)的優(yōu)先級控制技術可在一定程度上解決這種無序擁堵的情況,保證重要數(shù)據(jù)優(yōu)先傳輸.本文通過設置網(wǎng)絡層的IP報文頭中的服務類型(Type of Service,TOS)字段,來模擬優(yōu)先級控制技術[11].根據(jù)IEC61850標準對各類數(shù)據(jù)實時性的要求,仿真業(yè)務流優(yōu)先級標簽見表4.

表4 各類數(shù)據(jù)流TOS設置

另外,SV信息和GOOSE報文以多播的形式向外發(fā)送,而變電站的間隔層中只有相關IED才會有報文交換.因此,可以間隔為單位,通過交換機基于連接端口(Port-Based VLAN)劃分VLAN,可以防止廣播信息泛濫,提高網(wǎng)絡傳輸效率而不在間隔層廣泛發(fā)送[12].

3 仿真結果分析

3.1 仿真參數(shù)設置

設OPNET仿真時間為20 s,信道為100 M光纖,節(jié)點包處理能力設為50 000 packet/s.并假設0～10 s時間段內(nèi),變電站內(nèi)的數(shù)據(jù)流僅為周期性的MU采集SV信息,IGS發(fā)送STATE數(shù)據(jù)流.10 s時刻變電站出現(xiàn)最糟糕的通信狀況,即10 s時刻觸發(fā)大容量記錄性數(shù)據(jù)流在間隔層傳輸(對應FILE數(shù)據(jù)流),此時剛好發(fā)生電力系統(tǒng)故障,繼電保護通過P&C節(jié)點下發(fā)跳閘命令引發(fā)IGS跳閘,即10 s時刻開始觸發(fā)TRIP,GOOSE,FILE類數(shù)據(jù)流.

3.2 變電站總線拓撲分析

圖5為雙星型冗余和單環(huán)形拓撲時變電站通信網(wǎng)絡的延時曲線.

圖5 兩種變電站拓撲下的延時對比

由圖5可知,故障發(fā)生后,當變電站總線為雙星型冗余時,以太網(wǎng)數(shù)據(jù)包的最大延時為0.17 ms,考慮到端到端的往返時間,總延時為0.34 ms;當變電站總線拓撲為單環(huán)形時,端到端最大延時接近0.8 ms.可見雙星型冗余變電站總線的實時性高于單環(huán)形拓撲,但兩種結構下的網(wǎng)絡總延時均小于1 ms,可以滿足IEC 61850對報文的延時要求.

在此基礎上,對兩種變電站總線拓撲中的站控層交換機設置故障,得到網(wǎng)絡延時曲線如圖6所示.

圖6 站控層交換機故障后的延時對比

由圖6可見,站控層交換機故障后,雙星型冗余下的網(wǎng)絡延時與非故障時相同,可實現(xiàn)無故障延時地切換到備用站層交換機.而單環(huán)形網(wǎng)絡中,最大端到端延時達到了1.8 ms,是雙星型網(wǎng)絡下最大端到端延時的11倍,這一最大延時出現(xiàn)在通道或節(jié)點發(fā)生故障后,某交換機發(fā)送信息到環(huán)網(wǎng)中距離其最遠的交換機時,因此不難得出,單環(huán)網(wǎng)的最大延時會隨著變電站間隔數(shù)目的增加而增加.

通過仿真可以發(fā)現(xiàn),變電站總線拓撲為雙星型冗余拓撲和單環(huán)形拓撲時均能滿足IEC 61850對實時性的要求,但單環(huán)形網(wǎng)絡在應對信道或節(jié)點故障方面不及雙星型冗余拓撲,這種不足在多間隔變電站中的表現(xiàn)更為明顯.兩種拓撲下變電站所需IED數(shù)目雖然相等,但雙星型冗余配置所需光纖更多,二次系統(tǒng)接線更為復雜,節(jié)點所需端口更多.因此,在工程中應結合實際要求和兩種拓撲的特點,合理安排繼電保護通信系統(tǒng)的配置.

4 結 語

本文根據(jù)智能變電站中繼電保護系統(tǒng)與通信系統(tǒng)的相互關系,利用不交化最小路集法分析多種配置方案下變電站繼電保護通信網(wǎng)絡的可靠性,通

過類比篩選出兼顧可靠性和經(jīng)濟性的繼電保護通信系統(tǒng)配置方案.利用網(wǎng)絡仿真軟件OPNET軟件進行了實時性仿真分析,提出了影響繼電保護通信系統(tǒng)的主要因素,并根據(jù)不同變電站總線拓撲的實時特性,對智能設備配置提出了合理的建議.

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(編輯 胡小萍)

Study on Reliability and Real-time of Protective Communication System of Intelligent Substation

ZHAO Lu1, WANG Qin2, JI Yuan2, GAO Bo3, GAO Liang1

(1.SchoolofElectricalEngineering,ShanghaiUniversityofElectricPower,Shanghai200090,China; 2.PudongPowerSupplyCompany,StateGridShanghaiMunicipalElectricPowerCompany,Shanghai200122,China; 3.TechnologyCenterforGrid,AnhuiElectricPowerResearchInstitute,Hefei230601,China)

With IEC61850 D2-2 type of substation,by adopting disjoint minimal path sets algorithm,the system’s reliability is calculated and analyzed,and the configuration schemes of protective network is given which takes into considetation the reliability and economy.Under this configuration,by using Optimized Network Engineer Tools (OPNET) simulator,the protective data in D2-2 type substation is simulated based on IEEE 802.1Q priority-tag and VLAN technology.The main factors affecting the delay of protective data are discussed under different system configuration.Suggestions of intelligent substation protection and control system are proposed.

intelligent substation; protection; real-time; reliability

10.3969/j.issn.1006-4729.2017.03.007

2015-12-28

趙璐(1979-),女,碩士,講師,陜西西安人.主要研究方向為電氣設備狀態(tài)監(jiān)測,智能化變電站技術.E-mail:zhaodeersh@126.com.

上海綠色能源并網(wǎng)工程技術研究中心項目(13DZ2251900).

TM63;TM77

A

1006-4729(2017)03-0244-07